Развитие традиционно проблемной энергетики Дальнего Востока могут профинансировать за счет потребителей из других регионов. Объем требуемых средств не уточняется, но на них предлагается реализовать ряд дорогостоящих проектов, в том числе ввести программу договоров на поставку мощности. До сих пор потребности энергетики Дальнего Востока во вложениях оценивались более чем в 700 млрд руб. до 2025 года сверх утвержденных инвестпрограмм. В результате дополнительная нагрузка на потребителей в других регионах может достигнуть 60 млрд руб. в год, даже если им придется оплачивать только новые проекты строительства электростанций.
Рисунок: Коммерсантъ / Виктор Чумачев
Фото: Коммерсантъ / Александр Миридонов / купить фото
"Ни о каких социальных, гуманитарных и прочих инвестициях на Дальнем Востоке речи не будет",— заявил вчера на дне инвестора "РусГидро" ее глава Евгений Дод, говоря, что строительство будет вестись на условиях гарантированной окупаемости. По словам топ-менеджера, во всех девяти регионах Дальнего Востока себестоимость производства и передачи электроэнергии хронически превышает установленные предельные тарифы. Невозможно сделать долгосрочную программу развития генерации, "если не будет экстра-денег", подчеркнул Евгений Дод, задача "не может быть решена только за счет потребителей Дальнего Востока". Разницу между экономически обоснованным и предельным уровнем тарифа он предлагает компенсировать "из источников, определяемых федеральным центром".
Модель, по словам топ-менеджера, уже готова, находится на согласовании и утверждении в Минэнерго и Минвостокразвития и будет представлена в правительстве. Предварительно идеи "РусГидро" были поддержаны в ходе совещания, которое премьер Дмитрий Медведев провел 4 апреля в Хабаровске, уточнил господин Дод. Среди предложений — введение на Дальнем Востоке долгосрочного тарифного регулирования, в частности, договоров на поставку мощности (ДПМ, гарантируют окупаемость строящегося энергообъекта), налог, за счет которого будет стимулироваться развитие возобновляемой энергетики, а также возврат в тариф на мощность ГЭС целевой инвестиционной составляющей (ЦИС). От последней отказались в 2012 году, в полном объеме в 2010 году она составляла 24,4 млрд руб. Для сетей в неценовых зонах предлагается продлить период долгосрочного регулирования до 20 лет, ограничить механизм сглаживания (когда при долгосрочном регулировании фактически сети получают не весь объем средств, заложенный в тариф).
В материалах "РусГидро" говорится, что все эти идеи были изложены в письме, которое 2 апреля направила в правительство ФСТ. В службе это подтвердили, заверив, что ее позиция согласована с Минэнерго, Минэкономики, Минвостокразвития и регионами. В Минвостокразвития "Ъ" пояснили, что введение долгосрочных тарифов обсуждается с декабря 2014 года, в Минэнерго от комментариев отказались. Модель будет дорабатываться до конца года. "Мы будем очень стараться, чтобы она заработала с 1 января 2017 года",— отмечает Нина Запрягаева, первый замгендиректора "РАО ЭС Востока" (контролирует энергетику Дальнего Востока, входит в "РусГидро").
Как пояснил "Ъ" источник, знакомый с ситуацией, инициатором введения долгосрочного тарифного регулирования был курирующий регион вице-премьер Юрий Трутнев (планируется, что летом он возглавит совет директоров "РусГидро"). В аппарате господина Трутнева подтвердили, что он "поручил рассмотреть данную инициативу". Объемы финансирования будут определены Минэнерго совместно с "РусГидро" "по итогам анализа доходов и расходов с учетом долгосрочного регулирования", а механизмы возмещения "пока рассматриваются". Среди возможных вариантов — "различные надбавки в ценовых зонах, составляющие менее 1% действующих тарифов".
Евгений Дод уточнил, что необходимый размер компенсаций должна будет рассчитать до 1 июля ФСТ, после этого и будет решено, какие потребители и в каких объемах понесут дополнительные затраты. Пока в "РусГидро" и "РАО ЭС Востока" не берутся оценить необходимый объем средств даже предварительно. В целом, по материалам последней компании, сверх инвестпрограмм энергетике региона в 2015-2025 годах требуется 713,1 млрд руб., в том числе на строительство 4,4 ГВт новой генерации. Если затраты будут переложены на энергорынок целиком, как в случае с энергопроектами Крыма и Калининграда, то рынок понесет ощутимую дополнительную нагрузку. Только введение механизма ДПМ для четырех тепловых станций на Дальнем Востоке потребует от рынка дополнительно 8-10 млрд руб. в год, говорит Наталья Порохова из ЦЭП Газпромбанка, а 4,4 ГВт мощности — это уже более 60 млрд руб. ежегодных платежей.
